Результат интеллектуальной деятельности: Установка мониторинга эксплуатации скважин

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию объектов нефтедобычи и может быть использовано для автоматического измерения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, контроля над работой скважины по наличию подачи жидкости, а также блокировки скважин при возникновении аварийных ситуаций.

Известны устройства для определения расходных параметров продукции нефтяных скважин (одиночных и групповых) - бессепарационные и сепарационные измерительные устройства. Сепарационные устройства для измерения покомпонентного расхода (нефть + газ + вода) являются самыми распространенными в мире, и реализуются они по классическим схемам трехфазных или двухфазных измерителей дебита нефтяных скважин.

Установки с горизонтальным газосепаратором, подобные описанной выше, применяются повсеместно на нефтяных месторождениях Российской Федерации (см., например, SU 956757, RU 126757 U).

Опыт эксплуатации, позволил выявить недостатки установок с газосепаратором, основным из которых является необходимость сложной системы предварительной подготовки добываемого флюида за счет применения сепаратора гидростатического и другого типа, которое приводит к удорожанию изделия, снижения оперативности и точности получения необходимой информации и снижению применимости устройства для мониторинга скважин с теми или иными осложнениями, в том числе с высоким газосодержанием, высокой вязкостью, большим количеством механических примесей и.т.п.

Указанных недостатков лишены бессепарационные установки для измерения дебита нефтяных скважин, в которых использованы многофазные расходомеры (см., например, RU 2482265, RU 2571162, RU 2577257).

Наиболее близкой к предложенной является система для измерения дебита отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин, содержащая многофазный расходомер, включающий в себя датчик давления, клапанный блок, размещенный между каждой отдельной нефтяной скважиной и многофазным расходомером и обеспечивающий включение и выключение подачи флюида от одной выбранной скважины к многофазному расходомеру и средство индивидуальной калибровки датчика давления для каждой отдельной скважины для повышения точности измерения дебита (RU 2571162 C2, 20.12.2015). Многофазный расходомер включает в себя датчик дифференциального давления, трубку Вентури и двухэнергетический измеритель фракций (в частности гамма-плотномер), установленный в средней части или на горловине трубки Вентури. Перепад Δp давления на трубке Вентури связан с общим массовым дебитом Q и плотностью ρ_m многофазного флюида уравнением, известным в области многофазных расходомеров. Плотность ρ_m многофазной смеси определяется с использованием гамма-плотномера, обеспечивающего измерение затухания гамма-излучения при помощи источника и приемника излучения, размещенных на противоположных сторонах горловины трубки Вентури. Многофазный расходомер в результате использования двухэнергетического измерителя фракций кроме измерения общего дебита флюида позволяет определить массовую или объемную долю каждой фазы многофазного флюида. Данное техническое решение принято за прототип.

Недостатком известной системы является использование источника радиоактивного гамма-излучения для измерения плотности флюида, что требует затрат на содержание и техобслуживание. Кроме того, при использовании гамма-плотномера требуется корректировка показаний при изменении свойств жидкости.

Техническая проблема, решаемая изобретением, заключается в создании бессепарационной установки для измерения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, в которой не используются источники радиоактивного излучения, не требуется корректировка показаний при изменениях свойств жидкости.

Техническая проблема решается установкой для определения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, содержащей по меньшей мере один переключатель потока продукции скважины, один выходной патрубок которого соединен с линией замера, а другой – с выкидной линией, при этом линия замера включает средства измерения расхода газожидкостной смеси и содержания свободного газа в газожидкостной смеси, при этом, согласно изобретению, средства измерения расхода газожидкостной смеси и содержания свободного газа в газожидкостной смеси представляют собой последовательно установленные модуль измерения расхода и модуль измерения свободного газа, включающий установленные на разной глубине погружения датчики плотности газожидкостной смеси, каждый из которых включает поплавок, соединенный со штоком, воздействующим на тензопреобразователь, соединенный с измерительным блоком.

Кроме того, датчики плотности газожидкостной смеси расположены в проточной расширительной камере.

Кроме того, поплавок, соединенный со штоком, подпружинен в сторону тензопреобразователя.

Кроме того, модуль измерения свободного газа дополнительно включает датчик давления среды.

На фиг. 1 представлена схема предложенной установки.

На фиг. 2 – датчик плотности газожидкостной смеси.

На фиг. 3 – разрез А-А на фиг. 2.

На фиг. 4 – модуль измерения свободного газа, осевой разрез, вид сбоку.

На фиг. 5 – то же, осевой разрез, вид сверху.

Каждая скважина через входной патрубок 18, обратный клапан 1 и входную задвижку 2 соединена с переключателем 3 потока, один выход которого через задвижку 4 соединен с линией замера, а другой – через задвижку 9 с выкидной линией 19.

Линия замера включает последовательно установленные задвижку 5, модуль 6 измерения расхода, модуль 7 измерения свободного газа и задвижку 8 и соединена с выкидной линией 19.

Модуль 6 измерения расхода включает в себя блок датчиков, в котором совмещены датчик давления, датчик температуры, датчик влагосодержания и датчик расхода. Модуль 7 измерения свободного газа (фиг. 4, 5) представляет собой патрубок 21, имеющий расширительную камеру 22, в которой на разной глубине погружения установлены датчики 23 плотности. На чертежах показаны три датчика, но их может быть любое число от двух и более. На входе в расширительную камеру установлен защитный экран 24 в форме эллипсоидной полусферы, предохраняющий датчики 23 от воздействия потока.

Принцип работы датчика 23 плотности (фиг. 2, 3) заключается в измерении силы Архимеда, действующей на тело, помещенное в жидкость. В корпусе 25 расположен поплавок 26, который посредством штока 27 воздействует на тензопреобразователь 28, связанный с измерительным блоком 29. Пружина 30 поджимает поплавок 26 вверх и обеспечивает постоянное сопряжение штока 27 и чувствительного элемента тензопреобразователя 28. Тензопреобразователь 28 воспринимает давление среды, усилие пружины 30 и силу выталкивания поплавка 26 рабочей средой (сила Архимеда). Величина давления среды определяется за счет использования нескольких датчиков 23, либо использования одного из датчиков без поплавка, либо использования дополнительного датчика давления, установленного в расширительной камере 22. Усилие пружины 30 определяют на этапе калибровки датчика 23 и вносят соответствующие поправочные коэффициенты в программу расчета. Плотность жидкости рассчитывается в соединенном с измерительным блоком 29 вычислительном блоке (на чертежах не показан) по формуле F=ρVg, где F – сила Архимеда, ρ – плотность жидкости, V – объем тела, погруженного в жидкость (поплавка 26), g – ускорение свободного падения. Несколько датчиков 23 на разной глубине погружения используют для определения среднего арифметического значения плотности потока газожидкостной смеси.

Объем свободного газа в жидкости рассчитывается в вычислительном блоке из значений объема проходящей жидкости газожидкостной смеси, который определяется по значениям измеренного расхода, и ее плотности.

Установка работает следующим образом.

Продукция скважины через входной патрубок 18 проходит через обратный клапан 1, входную задвижку 2 и поступает на вход переключателя 3 потока.

Переключатель 3 потока на линии замеряемой скважины переводится в положение, при котором газожидкостная смесь, проходя через задвижку 4, направляется через общий коллектор на линию замера. Поток последовательно проходит через задвижку 5, модуль 6 измерения расхода, модуль 7 измерения свободного газа, задвижку 8 и поступает в выкидную линию 19.

Переключатели 3 потока остальных скважин устанавливаются в положение, при котором их продукция поступает в выкидную линию 19 через задвижки 9.

В случае необходимости ремонта или замены одного из переключателей 3 задвижку 10 на соответствующей линии переводят в открытое положение, продукция скважины поступает в выкидную линию 19. Задвижки 2, 4, 9, отсекающие ремонтируемый переключатель 3, переводятся в закрытое положение. Сброс давления и дренаж в закрытую систему утилизации через дренажную линию 20 производится с помощью клапанного блока с манометром 11 и вентилей 12, 13.

В случае необходимости ремонта или замены модуля 6 измерения расхода или модуля 7 измерения свободного газа все скважины переключают на выкидную линию 19, задвижки 5 и 8 переводятся в закрытое положение. Сброс давления и дренаж в закрытую систему утилизации через дренажную линию 20 производится с помощью клапанного блока с манометром 14 и вентилей 15, 16.

Для осуществления контроля протечек сбросные трубки выходных патрубков переключателя 3 потока снабжены индикаторами 17 протечек.

Дебит жидкости замеряемых скважин фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления, на который поступает сигнал от модуля 6 измерения расхода, а количество свободного газа определяется модулем 7 измерения свободного газа.

Переключение скважин на замер осуществляется периодически блоком местного управления или по программе системы телемеханики.

При повышении или понижении давления в выкидном коллекторе 19 (пробка или порыв) при помощи электроконтактного манометра по системе телемеханики на диспетчерский пункт выдается сигнал аварии.

Предложенная установка обладает следующими преимуществами перед установкой-прототипом: обеспечивает прямое измерение расхода в реальном времени; может быть использован во всех режимах потоков; не содержит радиоактивных элементов; требует небольших затрат на содержание и техобслуживание; модуль измерения свободного газа компактный, портативный и удобный для транспортировки и установки, не подвержен влиянию при изменениях свойств жидкости, измеряет при обоих фазах потока - нефтяной и водной, работает при содержании газовых фракций 0-97%.

Предложенная установка предназначена для размещения на кустовых площадках добывающих скважин и может быть использована вместо групповых замерных установок, а также для одиночных скважин.